WO2018044200A1 - Method for treating the near-wellbore region of a formation - Google Patents

Method for treating the near-wellbore region of a formation Download PDF

Info

Publication number
WO2018044200A1
WO2018044200A1 PCT/RU2017/000086 RU2017000086W WO2018044200A1 WO 2018044200 A1 WO2018044200 A1 WO 2018044200A1 RU 2017000086 W RU2017000086 W RU 2017000086W WO 2018044200 A1 WO2018044200 A1 WO 2018044200A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
solution
silicon dioxide
formation
emulsifier
colloidal silicon
Prior art date
Application number
PCT/RU2017/000086
Other languages
French (fr)
Russian (ru)
Inventor
Виталий Вячеславович СЕРГЕЕВ
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ"
Priority to US16/329,856 priority Critical patent/US11162023B2/en
Priority to CN201780054047.8A priority patent/CN109996930B/en
Priority to EA201890853A priority patent/EA034198B1/en
Priority to EP17847082.9A priority patent/EP3508684B1/en
Publication of WO2018044200A1 publication Critical patent/WO2018044200A1/en

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/502—Oil-based compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/82—Oil-based compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/14—Double emulsions, i.e. oil-in-water-in-oil emulsions or water-in-oil-in-water emulsions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
    • C09K8/76—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes for preventing or reducing fluid loss
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/927—Well cleaning fluid
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/935—Enhanced oil recovery

Definitions

  • the invention relates to the oil industry, and in particular to a technology for intensifying oil production in order to increase the final oil recovery coefficient.
  • One of the ways to increase the efficiency of application of oil production intensification methods is the use of integrated processing technologies for the bottom-hole formation zone (BHP).
  • BHP bottom-hole formation zone
  • One of the technologies of this type is presented by the author of this work in the patent of the Russian Federation for invention N ° 2583104 (patentee Sergeyev V.V., IPC E21 B 43/27, E21 B 33/138, published 05/10/2016), adopted as a prototype.
  • the technology consists in combining two types of PPP treatments. Combination leads to a synergistic effect.
  • the impact is carried out in stages: the first stage is the processing of high-permeability PZP intervals with an invert-emulsion solution (IER), the second stage is the exposure of the acid composition to the low-permeability PZP intervals.
  • the ESI contains, vol. %: emulsifier - 2, the hydrocarbon phase (diesel fuel) - 20, the aqueous phase - the rest.
  • One of the main features of the technology is the selectivity of exposure.
  • the use of IER to limit water inflow from highly permeable sections of the reservoir provides the blocking of exclusively water-saturated intervals of the bottomhole formation zone.
  • the ability of the IER to reduce viscosity when interacting with the hydrocarbon phase prevents the clogging of low-permeability sections of the bottomhole formation zone. Blocking of water-absorbing absorption intervals of the ESI provides an effective selective effect of the acid composition on the low-permeability zones of the PZP.
  • FIG. 1 is a table showing the average values of the main performance indicators of the wells of the Pashninskoye field after processing by the well-known integrated technology for a period of 4 months. from the day of processing. On average, after 4 months. water cut of wells again increased to the previous level.
  • the disadvantage of this method is the insufficiently high stability of the IER in reservoir conditions.
  • the prior art composition for processing underground oil reservoirs containing colloidal silicon dioxide nanoparticles with a diameter of 4 to 300 nm (patent WO 2007135617 A1, patent holders SCHLUMBERGER CA LTD, SCHLUMBERGER SERVICES PETROL, SCHLUMBERGER HOLDINGS, SCHLUMBERGER TECHNOLOGY BV, PRAD ODEH NADIR MM, CHAABOUNI HASSAN, CHAN KENG SENG, ENKABABIAN PHILIPPE, IPC C09K 8/504, C09K 8/506, C09K 8/516, publication date 11/29/2007).
  • the known composition forms a gel with a time delay.
  • In the oil reservoir there is a hydroxyl donor necessary for gelation, which releases hydroxyl groups at elevated temperatures and thereby contributes to the formation of a gel-forming preparation. As a result, the composition blocks the aquifers of the formation.
  • a disadvantage of the known composition is the need to use detonating hydroxyl donors, which are pre-pumped into the bottomhole formation zone (PZP). In the case of processing the absorbing PZP intervals, processing using this technology will not be effective, because low-viscosity solution of detonating hydroxyl donors will go into the absorbing intervals.
  • Another disadvantage is the need to create a high temperature to cause a reaction and the formation of a gelling composition.
  • the prior art method for producing hydrocarbons from an underground formation including treating the bottomhole formation zone of injection wells with an invert emulsion solution (patent US 2006040661 A1, patent holders CHOI HYUNG-AM, ECKERT MICHAEL, LUFT ACHIM, IPC H04L 12/28, H04L 29/06 , H04W 48/16, H04W 88/06, H04W 84/04, H04W 84/12, publication date 29.1 1.2007) in order to displace oil to production wells.
  • the invert emulsion solution contains a hydrocarbon phase, an aqueous phase and solid particles, which can be used as nanoparticles of colloidal silicon dioxide with a particle diameter of 10-20 nanometers.
  • the known invention achieves an increase in the stability of the emulsion and the efficiency of the displacement of hydrocarbons.
  • a disadvantage of the known composition is the need to saturate the hydrocarbon phase of the emulsion with gas. This complicates the process of preparing the working solution and requires the use of special equipment.
  • the known method is not intended for processing the bottomhole formation zone of production wells, but only for injection ones.
  • the technical result of the claimed invention is to increase the stability of the emulsion solution (ER) for a complex technology of intensification of oil production, obtaining additional oil production, increasing efficiency in wells with high flow rate due to the selective blocking of the water-bearing intervals of the reservoir with a highly stable waterproofing composition.
  • the essence of the invention lies in the fact that the bottom-hole zone of the formation is treated sequentially with an emulsion solution, limiting water inflows by artificially reducing the permeability of the highly permeable washed zones of the productive layer, the rim of the oil, which is a buffer and prevents the interaction of the emulsion solution with the acid composition when injected into the well and pushed into the bottom-hole zone formation, and acid composition, while pre-determine the wettability of rocks bottom-hole zones of the productive formation, and in the case of hydrophilic TM rocks of the productive interval, a direct emulsion solution of the following composition is used,% of the masses: hydrocarbon phase 20-25, emulsifier 3-5, a solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles 0.5-3, the aqueous phase - the rest, and in the case of hydrophobicity of the rocks of the productive interval, an inverse emulsion solution of the following composition is used,% of the mass: hydrocarbon phase 40-45, emuls
  • a solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles may contain,% of the mass: colloidal silicon dioxide in acrylic acid - 40, propylene glycol monomethyl ether - 59.5, water - the rest.
  • colloidal silicon dioxide in acrylic acid - 40, propylene glycol monomethyl ether - 59.5, water - the rest.
  • emulsifier you can use an emulsifier brand Sinol-EM or Sinol EMR.
  • hydrocarbon phase you can use diesel fuel or prepared oil from the oil collection point.
  • a solution of calcium chloride or sodium chloride can be used as the aqueous phase. The invention is illustrated by the following graphic materials.
  • FIG. 1 shows a table that reflects the average values of the main performance indicators of the wells of the Pashninskoye field after processing with integrated technology according to the prototype, for a period of 4 months. from the day of processing.
  • FIG. Figure 2 shows the dependence of the viscosities of the basic ERs of the forward and reverse types on the content of the mineralized solution at a spindle speed of 30 rpm.
  • FIG. Figure 3 shows the dependence of the viscosities of the compositions of the direct type ER + Si0 2 nanoparticles on the content of the mineralized solution at a spindle rotation speed of 30 rpm.
  • FIG. Figure 4 shows the dependence of the viscosities of the compositions of the inverse ER type + Si0 2 nanoparticles on the content of the mineralized solution at a spindle rotation speed of 30 rpm.
  • FIG. Figure 5 shows the dependence of the viscosities of direct and inverse type ERs on the content of nanoparticles when mixed with 30% of the mass of the formation water model (spindle rotation speed of 30 rpm.).
  • FIG. Figure 6 shows the results of an experiment on measuring the dynamic viscosity of direct-type ERs of + 3% Si0 2 nanoparticles before and after mixing with the hydrocarbon phase.
  • FIG. 7 shows the results of an experiment to measure the dynamic viscosity of an inverse ER of + 3% Si0 2 nanoparticles before and after mixing with the hydrocarbon phase.
  • CaCI 2 calcium chloride solution was added to the base samples in volumes: 5; 10; fifteen; twenty; 25; 30% of the mass at 20 ° C (Fig. 2).
  • composition of a new direct-type ER with the content of colloidal silicon dioxide nanoparticles is used, wt%: hydrocarbon phase - diesel fuel 20-25, emulsifier 3-5, colloidal silicon dioxide nanoparticle solution 0.5-3, aqueous phase (solution of CaCl 2 or NaCI) the rest.
  • the composition of a new reverse-type ER is used with the content of colloidal silicon dioxide nanoparticles, mass%: hydrocarbon phase - diesel fuel 40-45, emulsifier 3-5, colloidal silicon dioxide nanoparticle solution 1-3, water phase ( CaCI 2 or NaCI solution) the rest.
  • graphs of the dynamics of the viscosity of the ER of the opposite type with the addition of Si0 2 nanoparticles when mixed with formation water model (solution of calcium chloride CaCl 2 ) were constructed (Fig. 4).
  • each of the samples mixed with oil was filtered through a sieve (mesh size 500 ⁇ m). High viscous precipitation and individual clots were not observed on the sieve. It can be assumed that such a change in viscosity is due to the transition of cylindrical micelles to spherical micelles as a result of the solubilization of hydrocarbons.
  • the results of the experiments confirm the ability of ER + silicon dioxide nanoparticles Si0 2 to significantly reduce viscosity when interacting with the hydrocarbon phase, which is of great importance when using the solution in technologies for enhancing oil production or increasing oil recovery.
  • the ability of a solution to selectively block aquifers in a formation is its main feature and advantage.
  • the ER of the following composition,% wt. emulsifier for example, brand Sinol-EM or Sinol EMR) 3-5,
  • hydrocarbon phase e.g. diesel fuel 20-25
  • the aqueous phase for example, a solution of CaCl 2 or NaCI
  • colloidal silicon dioxide nanoparticles contains,% of the mass: colloidal silicon dioxide in acrylic acid 40, propylene glycol monomethyl ether 59.5, the rest is water.
  • emulsifier for example, brand Sinol-EM or Sinol EMR
  • hydrocarbon phase e.g. diesel fuel 40-45
  • aqueous phase for example, CaCI 2 or NaCI solution
  • colloidal silicon dioxide nanoparticles contains,% of the mass: colloidal silicon dioxide in acrylic acid 40, propylene glycol monomethyl ether 59.5, the rest is water.
  • the preferred size of the silicon dioxide nanoparticles is 45 nm. When implementing the method, it is recommended to use diesel fuel as the hydrocarbon phase; it is also allowed to use prepared oil from the oil gathering station.
  • the most common method for determining the wettability of rocks consists in optical measurement of the wetting angle by measuring the angle of the meniscus formed on the surface of the rock in a water-hydrocarbon liquid system using modern specialized optical digital technology. If the rock is wetted by water, then the contact angle ⁇ is practically equal to zero, which is an indicator of the hydrophilicity of the rock. If the rock is wetted by oil, then the contact angle ⁇ approaches 180 °, which is an indicator of the hydrophobicity of the rock. On a surface with intermediate wettability, the contact angle depends on the balance of surface tension forces [5].
  • the contact angle ⁇ is practically equal to zero, which is an indicator of the hydrophilicity of the rock (i.e. the rock is wetted by water), on the basis of which the type of ER was determined - a direct type ER is needed.
  • the well was prepared for processing in order to ensure the cleanliness of the bottom and bottom-hole zone of the well. For this, the following technological operations were performed:
  • tubing string hereinafter - tubing
  • the tubing string shoe was installed in the interval 1-2 m below the perforated part of the formation.
  • a direct-type ER contains,% by mass: an emulsifier 3-5, a hydrocarbon phase 20-25, a solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles 0.5-3, the aqueous phase the rest, where a solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles contains,% wt: colloidal silicon dioxide in acrylic acid - 40, propylene glycol monomethyl ether - 59.5, water - the rest.
  • Sinol-EM emulsifier was used as an emulsifier, diesel fuel was used as a hydrocarbon phase, and calcium chloride solution was used as an aqueous phase.
  • ER limits water inflows by artificially reducing the permeability of highly permeable washed zones of the formation, and at the same time has high stability.
  • the increase in viscosity and stability occurs due to the inclusion of silicon dioxide nanoparticles in the network of cylindrical surfactant micelles as a result of the attachment of energetically unfavorable end parts of micelles to the surfactant layer on the surface of nanoparticles (in more detail [2], [3], [4]).
  • the packer was landed (5 - 10 m above the upper perforations).
  • the acid composition is pressed into non-working, poorly permeable sections of the carbonate formation. Highly permeable areas are covered by ER. Selling of the acid composition into the formation was performed with a mineralized solution with a surfactant.
  • the method would be carried out similarly, but with the use of reverse type ER of the following composition,% of the masses: hydrocarbon phase - 40-45, emulsifier - 3-5, solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles - 1-3, water phase - the rest.
  • the invention provides increased stability of the ER used for the integrated technology of intensification of oil production, additional oil production, increased efficiency in wells with high production rate due to the selective blocking of aquifers in the reservoir.

Abstract

The invention relates to the oil production industry, and more particularly to technology for stimulating oil production, and provides an increase in the stability of an emulsion for a comprehensive oil production stimulation technology. In the present method for treating the near-wellbore region of a formation, said region is treated successively with an emulsion, a buffer slug of oil, and an acidic composition, wherein the wettability of the rocks of the near-wellbore region of the formation is first determined and if the rocks are hydrophilic, a regular emulsion is used, having the following composition in wt%: 20-25 hydrocarbon phase, 3-5 emulsifier, 0.5-3 solution of colloidal silica nanoparticles, and the remainder an aqueous phase, and if the rocks are hydrophobic, a reverse emulsion is used, having the following composition in wt%: 40-45 hydrocarbon phase, 3-5 emulsifier, 1-3 solution of colloidal silica nanoparticles, and the remainder an aqueous phase.

Description

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА  METHOD FOR PROCESSING BOTTOM ZONE
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти. Одним из путей повышения эффективности применения методов интенсификации добычи нефти является применение технологий комплексной обработки призабойной зоны пласта (ПЗП). Одна из технологий такого вида представлена автором данной работы в патенте РФ на изобретение N° 2583104 (патентообладатель Сергеев В. В., МПК Е21 В 43/27, Е21 В 33/138, опубликован 10.05.2016), принятым за прототип. Технология заключается в комбинировании двух видов обработок ПЗП. Комбинирование приводит к получению синергетического эффекта. Воздействие производится поэтапно: первый этап - обработка высокопроницаемых интервалов ПЗП инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР), второй этап - воздействие кислотным составом на низкопроницаемые интервалы ПЗП. При этом ИЭР содержит, об. %: эмульгатор - 2, углеводородную фазу (дизельное топливо) - 20, водную фазу - остальное. The invention relates to the oil industry, and in particular to a technology for intensifying oil production in order to increase the final oil recovery coefficient. One of the ways to increase the efficiency of application of oil production intensification methods is the use of integrated processing technologies for the bottom-hole formation zone (BHP). One of the technologies of this type is presented by the author of this work in the patent of the Russian Federation for invention N ° 2583104 (patentee Sergeyev V.V., IPC E21 B 43/27, E21 B 33/138, published 05/10/2016), adopted as a prototype. The technology consists in combining two types of PPP treatments. Combination leads to a synergistic effect. The impact is carried out in stages: the first stage is the processing of high-permeability PZP intervals with an invert-emulsion solution (IER), the second stage is the exposure of the acid composition to the low-permeability PZP intervals. Moreover, the ESI contains, vol. %: emulsifier - 2, the hydrocarbon phase (diesel fuel) - 20, the aqueous phase - the rest.
Одной из основных особенностей технологии является селективность воздействия. Применение ИЭР для ограничения водопритоков из высокопроницаемых участков пласта обеспечивает блокировку исключительно водонасыщенных интервалов ПЗП. Способность ИЭР снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой предотвращает кольматацию низкопроницаемых участков ПЗП. Блокировка водоносных поглощающих интервалов ИЭР обеспечивает эффективное селективное воздействие кислотным составом на низкопроницаемые интервалы ПЗП. One of the main features of the technology is the selectivity of exposure. The use of IER to limit water inflow from highly permeable sections of the reservoir provides the blocking of exclusively water-saturated intervals of the bottomhole formation zone. The ability of the IER to reduce viscosity when interacting with the hydrocarbon phase prevents the clogging of low-permeability sections of the bottomhole formation zone. Blocking of water-absorbing absorption intervals of the ESI provides an effective selective effect of the acid composition on the low-permeability zones of the PZP.
По результатам 6 мес. мониторинга работы скважин, обработанных в рамках опытно- промыслового испытания комплексной технологии интенсификации добычи нефти, было определено, что положительный технологический эффект составляет в среднем 4 мес. На фиг. 1 приведена таблица, отражающая средние значения основных показателей работы скважин Пашнинского месторождения после обработки известной комплексной технологией за период 4 мес. со дня обработки. В среднем по прошествии 4 мес. обводненность скважин снова возрастала до прежнего уровня. Недостатком известного способа является недостаточно высокая стабильность ИЭР в пластовых условиях. Из уровня техники известен состав для обработки подземных нефтяных пластов, содержащий коллоидные наночастицы диоксида кремния диаметром от 4 до 300 нм (патент WO 2007135617 А1 , патентообладатели SCHLUMBERGER СА LTD, SCHLUMBERGER SERVICES PETROL, SCHLUMBERGER HOLDINGS, SCHLUMBERGER TECHNOLOGY BV, PRAD RES & DEV NV, ODEH NADIR M M, CHAABOUNI HASSAN, CHAN KENG SENG, ENKABABIAN PHILIPPE, МПК C09K 8/504, C09K 8/506, C09K 8/516, дата публикации 29.11.2007). Известный состав образовывает гель с задержкой во времени. В нефтяном пласте присутствует необходимый для гелеобразования донор гидроксилов, который при повышенных температурах высвобождает гидроксильные группы и тем самым способствует формированию гелеобразующего препарата. В результате состав блокирует водоносные интервалы пласта. According to the results of 6 months. monitoring the operation of wells treated as part of a pilot test of a comprehensive technology for intensifying oil production, it was determined that the positive technological effect is on average 4 months. In FIG. 1 is a table showing the average values of the main performance indicators of the wells of the Pashninskoye field after processing by the well-known integrated technology for a period of 4 months. from the day of processing. On average, after 4 months. water cut of wells again increased to the previous level. The disadvantage of this method is the insufficiently high stability of the IER in reservoir conditions. The prior art composition for processing underground oil reservoirs containing colloidal silicon dioxide nanoparticles with a diameter of 4 to 300 nm (patent WO 2007135617 A1, patent holders SCHLUMBERGER CA LTD, SCHLUMBERGER SERVICES PETROL, SCHLUMBERGER HOLDINGS, SCHLUMBERGER TECHNOLOGY BV, PRAD ODEH NADIR MM, CHAABOUNI HASSAN, CHAN KENG SENG, ENKABABIAN PHILIPPE, IPC C09K 8/504, C09K 8/506, C09K 8/516, publication date 11/29/2007). The known composition forms a gel with a time delay. In the oil reservoir there is a hydroxyl donor necessary for gelation, which releases hydroxyl groups at elevated temperatures and thereby contributes to the formation of a gel-forming preparation. As a result, the composition blocks the aquifers of the formation.
Недостатком известного состава является необходимость использования детонирующих доноров гидроксилов, которые предварительно закачивают в призабойную зону пласта (ПЗП). В случае обработки поглощающих интервалов ПЗП обработка по данной технологии не будет эффективной, т.к. маловязкий раствор детонирующих доноров гидроксилов будет уходить в поглощающие интервалы. Также недостатком является необходимость создания высокой температуры для вызова реакции и формирования гелеобразующего состава. A disadvantage of the known composition is the need to use detonating hydroxyl donors, which are pre-pumped into the bottomhole formation zone (PZP). In the case of processing the absorbing PZP intervals, processing using this technology will not be effective, because low-viscosity solution of detonating hydroxyl donors will go into the absorbing intervals. Another disadvantage is the need to create a high temperature to cause a reaction and the formation of a gelling composition.
Из уровня техники известен способ получения углеводородов из подземного пласта, включающий обработку призабойной зоны пласта нагнетательных скважин инвертно- эмульсионным раствором (патент US 2006040661 А1 , патентообладатели CHOI HYUNG- AM, ECKERT MICHAEL, LUFT ACHIM, МПК H04L 12/28, H04L 29/06, H04W 48/16, H04W 88/06, H04W 84/04, H04W 84/12, дата публикации 29.1 1.2007) с целью вытеснения нефти к добывающим скважинам. Инвертно-эмульсионный раствор содержит углеводородную фазу, водную фазу и твердые частицы, в качестве которых могут быть использованы наночастицы коллоидной двуокиси кремния с диаметром частиц 10-20 нанометров. Известным изобретением достигается повышение стабильности эмульсии и эффективности вытеснения углеводородов. The prior art method for producing hydrocarbons from an underground formation, including treating the bottomhole formation zone of injection wells with an invert emulsion solution (patent US 2006040661 A1, patent holders CHOI HYUNG-AM, ECKERT MICHAEL, LUFT ACHIM, IPC H04L 12/28, H04L 29/06 , H04W 48/16, H04W 88/06, H04W 84/04, H04W 84/12, publication date 29.1 1.2007) in order to displace oil to production wells. The invert emulsion solution contains a hydrocarbon phase, an aqueous phase and solid particles, which can be used as nanoparticles of colloidal silicon dioxide with a particle diameter of 10-20 nanometers. The known invention achieves an increase in the stability of the emulsion and the efficiency of the displacement of hydrocarbons.
Недостатком известного состава является необходимость насыщения углеводородной фазы эмульсии газом. Это усложняет процесс приготовления рабочего раствора и требует применения специального оборудования. Кроме того, известный способ не предназначен для обработки ПЗП добывающих скважин, а только для нагнетательных. Техническим результатом заявленного изобретения является повышение стабильности эмульсионного раствора (ЭР) для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом за счет избирательного блокирования водоносных интервалов пласта высокостабильным водоизолирующим составом. A disadvantage of the known composition is the need to saturate the hydrocarbon phase of the emulsion with gas. This complicates the process of preparing the working solution and requires the use of special equipment. In addition, the known method is not intended for processing the bottomhole formation zone of production wells, but only for injection ones. The technical result of the claimed invention is to increase the stability of the emulsion solution (ER) for a complex technology of intensification of oil production, obtaining additional oil production, increasing efficiency in wells with high flow rate due to the selective blocking of the water-bearing intervals of the reservoir with a highly stable waterproofing composition.
Сущность изобретения заключается в том, что обрабатывают призабойную зону пласта последовательно эмульсионным раствором, ограничивающим водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон продуктивного пласта, оторочкой нефти, являющейся буферной и обеспечивающей недопущение взаимодействия эмульсионного раствора с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в призабойную зону пласта, и кислотной композицией, при этом предварительно определяют смачиваемость горных пород призабойной зоны продуктивного пласта, и в случае гидрофильное™ горных пород продуктивного интервала, применяют эмульсионный раствор прямого типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 20-25, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 0,5-3, водная фаза - остальное, а в случае гидрофобности горных пород продуктивного интервала, применяют эмульсионный раствор обратного типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 40-45, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 1-3, водная фаза - остальное. Раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния может содержать, % масс: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59,5, вода - остальное. В качестве эмульгатора можно использовать эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ. В качестве углеводородной фазы можно использовать дизельное топливо или подготовленную нефть с нефтесборного пункта. В качестве водной фазы можно использовать раствор хлорида кальция или хлорида натрия. Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами. The essence of the invention lies in the fact that the bottom-hole zone of the formation is treated sequentially with an emulsion solution, limiting water inflows by artificially reducing the permeability of the highly permeable washed zones of the productive layer, the rim of the oil, which is a buffer and prevents the interaction of the emulsion solution with the acid composition when injected into the well and pushed into the bottom-hole zone formation, and acid composition, while pre-determine the wettability of rocks bottom-hole zones of the productive formation, and in the case of hydrophilic ™ rocks of the productive interval, a direct emulsion solution of the following composition is used,% of the masses: hydrocarbon phase 20-25, emulsifier 3-5, a solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles 0.5-3, the aqueous phase - the rest, and in the case of hydrophobicity of the rocks of the productive interval, an inverse emulsion solution of the following composition is used,% of the mass: hydrocarbon phase 40-45, emulsifier 3-5, a solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles 1-3, aqueous phase - the rest. A solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles may contain,% of the mass: colloidal silicon dioxide in acrylic acid - 40, propylene glycol monomethyl ether - 59.5, water - the rest. As an emulsifier, you can use an emulsifier brand Sinol-EM or Sinol EMR. As the hydrocarbon phase, you can use diesel fuel or prepared oil from the oil collection point. As the aqueous phase, a solution of calcium chloride or sodium chloride can be used. The invention is illustrated by the following graphic materials.
На фиг. 1 показана таблица, отражающая средние значения основных показателей работы скважин Пашнинского месторождения после обработки комплексной технологией согласно прототипу, за период 4 мес. со дня обработки. In FIG. 1 shows a table that reflects the average values of the main performance indicators of the wells of the Pashninskoye field after processing with integrated technology according to the prototype, for a period of 4 months. from the day of processing.
На фиг. 2 показана зависимость вязкостей базовых ЭР прямого и обратного типа от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин. In FIG. Figure 2 shows the dependence of the viscosities of the basic ERs of the forward and reverse types on the content of the mineralized solution at a spindle speed of 30 rpm.
На фиг. 3 показана зависимость вязкостей составов прямой тип ЭР + наночастицы Si02 от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин. На фиг. 4 показана зависимость вязкостей составов обратный тип ЭР + наночастицы Si02 от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин. In FIG. Figure 3 shows the dependence of the viscosities of the compositions of the direct type ER + Si0 2 nanoparticles on the content of the mineralized solution at a spindle rotation speed of 30 rpm. In FIG. Figure 4 shows the dependence of the viscosities of the compositions of the inverse ER type + Si0 2 nanoparticles on the content of the mineralized solution at a spindle rotation speed of 30 rpm.
На фиг. 5 показана зависимость вязкостей ЭР прямого и обратного типа от содержания наночастиц при смешении с 30% масс, модели пластовой воды (скорость вращения шпинделя 30 об./мин.). In FIG. Figure 5 shows the dependence of the viscosities of direct and inverse type ERs on the content of nanoparticles when mixed with 30% of the mass of the formation water model (spindle rotation speed of 30 rpm.).
На фиг. 6 показаны результаты проведения эксперимента по измерению динамической вязкости ЭР прямого типа + 3% наночастиц Si02 до и после смешения с углеводородной фазой. In FIG. Figure 6 shows the results of an experiment on measuring the dynamic viscosity of direct-type ERs of + 3% Si0 2 nanoparticles before and after mixing with the hydrocarbon phase.
На фиг. 7 показаны результаты проведения эксперимента по измерению динамической вязкости ЭР обратного типа + 3% наночастиц Si02 до и после смешения с углеводородной фазой. In FIG. 7 shows the results of an experiment to measure the dynamic viscosity of an inverse ER of + 3% Si0 2 nanoparticles before and after mixing with the hydrocarbon phase.
С целью разработки высокостабильных эмульсионных растворов (ЭР), увеличивающих эффективность добычи нефти, проведены эксперименты по исследованию вязкостных свойств двух типов эмульсионных растворов (прямого и обратного) с добавками наночастиц диоксида кремния Si02 и определению термостабильности разработанных составов. In order to develop highly stable emulsion solutions (ER) that increase the efficiency of oil production, experiments were carried out to study the viscosity properties of two types of emulsion solutions (direct and reverse) with the addition of silicon dioxide nanoparticles Si0 2 and to determine the thermal stability of the developed compositions.
Лабораторные эксперименты по исследованию динамики вязкостных свойств ЭР прямого и обратного типа проводились на приборе DV-E VISCOMETER «BROOKFIELD». Laboratory experiments to study the dynamics of the viscous properties of direct and inverse type ERs were carried out on a DV-E VISCOMETER “BROOKFIELD” instrument.
Перед проведением экспериментов по исследованию динамики вязкостных свойств двух типов ЭР с помощью устройства «САТ R50 D» в течение 15 мин. проводилось смешение компонентов, составляющих образцы базовых ЭР: дизельное топливо, эмульгатор и модель пластовой воды (раствор CaCI2, NaCI плотностью 1 100 кг/м3). Before conducting experiments to study the dynamics of the viscous properties of two types of ER using the device "CAT R50 D" for 15 minutes the components that make up the samples of basic ER were mixed: diesel fuel, emulsifier and formation water model (CaCI 2 , NaCI solution with a density of 1,100 kg / m 3 ).
С целью определения динамики вязкости базовых ЭР прямого и обратного типа при смешении с моделью пластовой воды (раствором хлорида кальция CaCI2 плотностью 1100 кг/м3) производились добавки раствора хлорида кальция CaCI2 в базовые образцы в объемах: 5; 10; 15; 20; 25; 30% масс, при 20 °С (фиг. 2). In order to determine the viscosity dynamics of basic direct and reverse type ERs when mixed with formation water model (CaCI 2 calcium chloride solution with a density of 1100 kg / m 3 ), CaCI 2 calcium chloride solution was added to the base samples in volumes: 5; 10; fifteen; twenty; 25; 30% of the mass at 20 ° C (Fig. 2).
После измерения вязкостных свойств базовых образцов ЭР были проведены After measuring the viscosity properties of the basic samples of the ER were carried out
эксперименты по определению зависимости вязкости ЭР прямого и обратного типа от массового содержания наночастиц Si02, выявления оптимальной концентрации наночастиц Si02 в ЭР при смешении состава с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция СаС12), а также стабильности составов. experiments to determine the dependence of the viscosity of direct and inverse type ERs on the mass content of Si0 2 nanoparticles, to identify the optimal concentration of nanoparticles Si0 2 in the ER when the composition is mixed with the formation water model (solution of calcium chloride CaCl 2 ), as well as the stability of the compositions.
В экспериментах были подготовлены 12 опытных образцов ЭР прямого и обратного типов со следующими объемами добавок наночастиц диоксида кремния Si02: 0,5; 1 ; 2; 3; 4; и 5% масс. После этого в каждый из опытных образцов производилась добавка модели пластовой воды (раствор хлорида кальция CaCI2) в объемах: 5; 10; 15; 20; 25; 30% масс, составы тщательно перемешивались магнитной мешалкой «САТ R50 D» в течение 30 мин, и после производилось измерение вязкости полученных составов. Исследования проводились при температуре 20°С. Тип эмульсионного раствора (прямой или обратный) выбирают в зависимости от характера смачиваемости горных пород продуктивных интервалов. In the experiments, 12 prototypes of direct and reverse types of ER were prepared with the following volumes of additives of silicon dioxide nanoparticles Si0 2 : 0.5; one ; 2; 3; four; and 5% of the mass. After that, in each of the prototypes was added the model of produced water (solution of calcium chloride CaCI 2 ) in volumes: 5; 10; fifteen; twenty; 25; 30% of the mass, the compositions were thoroughly mixed with a magnetic stirrer "CAT R50 D" for 30 minutes, and then the viscosity of the obtained compositions was measured. Studies were carried out at a temperature of 20 ° C. The type of emulsion solution (direct or reverse) is selected depending on the nature of the wettability of the rocks at productive intervals.
В случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала применяют состав нового ЭР прямого типа с содержанием наночастиц коллоидной двуокиси кремния, % масс: углеводородная фаза - дизельное топливо 20-25, эмульгатор 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния 0,5-3, водная фаза (раствор СаС12 или NaCI) остальное. In the case of hydrophilicity of rocks in the productive interval, the composition of a new direct-type ER with the content of colloidal silicon dioxide nanoparticles is used, wt%: hydrocarbon phase - diesel fuel 20-25, emulsifier 3-5, colloidal silicon dioxide nanoparticle solution 0.5-3, aqueous phase (solution of CaCl 2 or NaCI) the rest.
По результатам проведенных экспериментов построены графики динамики вязкости ЭР прямого типа с добавками наночастиц Si02 при смешении с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция СаС12) (фиг. 3). Based on the results of the experiments, graphs of the dynamics of the viscosity of ER of the direct type with the addition of Si0 2 nanoparticles when mixed with formation water model (solution of calcium chloride CaCl 2 ) were constructed (Fig. 3).
В случае гидрофобное™ горных пород продуктивного интервала применяют состав нового ЭР обратного типа с содержанием наночастиц коллоидной двуокиси кремния, % масс: углеводородная фаза - дизельное топливо 40-45, эмульгатор 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния 1-3, водная фаза (раствор CaCI2 или NaCI) остальное. По результатам проведенных экспериментов построены графики динамики вязкости ЭР обратного типа с добавками наночастиц Si02 при смешении с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция СаС12) (фиг. 4). In the case of hydrophobic ™ rocks of the productive interval, the composition of a new reverse-type ER is used with the content of colloidal silicon dioxide nanoparticles, mass%: hydrocarbon phase - diesel fuel 40-45, emulsifier 3-5, colloidal silicon dioxide nanoparticle solution 1-3, water phase ( CaCI 2 or NaCI solution) the rest. According to the results of the experiments, graphs of the dynamics of the viscosity of the ER of the opposite type with the addition of Si0 2 nanoparticles when mixed with formation water model (solution of calcium chloride CaCl 2 ) were constructed (Fig. 4).
Выявленные зависимости позволяют сделать вывод, что наличие добавки от 0,5 до 3% масс, коллоидной двуокиси кремния в составах ЭР как прямого, так и обратного типов приводит к увеличению вязкостных свойств ЭР с 4080 до 6800 мПа-с при смешении с 30% масс, модели пластовой воды (фиг. 5). The revealed dependences allow us to conclude that the presence of an additive from 0.5 to 3% of the mass, colloidal silicon dioxide in the compositions of ERs of both direct and inverse types leads to an increase in the viscosity properties of ERs from 4080 to 6800 mPa-s when mixed with 30% of the mass , models of produced water (Fig. 5).
Статистический анализ результатов экспериментов позволил определить оптимальные концентрации раствора наночастиц коллоидной двуокиси кремния Si02 в составе ЭР прямого и обратного типа, находящиеся в интервале 0,5-3% масс. Statistical analysis of the experimental results allowed us to determine the optimal concentration of a solution of nanoparticles of colloidal silicon dioxide Si0 2 in the composition of the direct and inverse type ER, which are in the range of 0.5-3% of the mass.
Исследование термостабильности составов производилось в водяной бане «LOIP LB- 161». В результате экспериментов на термостабильность составов ЭР+наночастицы Si02 с добавками раствора хлорида кальция CaCI2 - 15% масс, определено, что в интервале добавок наночастиц диоксида кремния Si02 от 0,5 - 3% масс, составы проявили стабильность при выдержке в течение 48 часов при температуре 80 °С. The study of thermal stability of the compositions was carried out in a water bath "LOIP LB-161". As a result of experiments on the thermal stability of the compositions of ER + Si0 2 nanoparticles with additives of CaCl 2 calcium chloride solution — 15 wt%, it was determined that in the interval of addition of Si0 2 silicon dioxide nanoparticles from 0.5 to 3 wt%, the compositions showed stability during aging for 48 hours at a temperature of 80 ° C.
С целью определения влияния наночастиц диоксида кремния Si02 на способность ЭР снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой были проведены эксперименты, которые позволили определить влияние углеводородов на вязкостные свойства системы разработанных ЭР. Углеводороды являются гидрофобными соединениями, не смешивающимися с водой.In order to determine the effect of silicon dioxide Si0 2 nanoparticles on the ability of ERs to reduce viscosity when interacting with the hydrocarbon phase, experiments were carried out that allowed us to determine the effect of hydrocarbons on the viscosity properties of the system of developed ERs. Hydrocarbons are hydrophobic compounds that are not miscible with water.
Однако способность углеводородов диффундировать в ядра мицелл оказывает влияние на их форму, размер и, как следствие, на реологические свойства растворов [1]. However, the ability of hydrocarbons to diffuse into micelle nuclei affects their shape, size, and, as a consequence, the rheological properties of solutions [1].
Для экспериментов были выбраны растворы с содержанием 1% масс, наночастиц, в который производились различные по объему добавки модели пластовой воды: 5, 10, 15, 20, 25, 30 % масс, соответственно. Таким образом, были получены 12 образцов растворов с различным массовым содержанием модели пластовой воды. Эксперименты по исследованию влияния углеводородов на реологические свойства составов ЭР + наночастицы диоксида кремния Si02 производили следующим образом. For the experiments, solutions were selected with a content of 1% mass, nanoparticles, into which reservoir water models of various volumes were produced: 5, 10, 15, 20, 25, 30% mass, respectively. Thus, 12 samples of solutions with different mass contents of the formation water model were obtained. Experiments to study the effect of hydrocarbons on the rheological properties of the compositions of ER + silicon dioxide nanoparticles Si0 2 were performed as follows.
Поочередно разработанные растворы с различным массовым содержанием модели пластовой воды смешивали с нефтью (вязкость - 22 мПа с, плотность - 866 кг/м3) в колбе в соотношении 50 мл раствора на 20 мл нефти, в течение 20 секунд встряхивали. Полученную массу в течение 1 ч выдерживали в водяной бане при температуре 40°С. После выдержки наблюдалось фазовое разделение системы на верхнюю - углеводородную и нижнюю - водную фазы. После этого производилось измерение вязкости полученных образцов на ротационном вискозиметре при скорости вращения шпинделя 30 об./мин. Результаты экспериментов по взаимодействию нефти с ЭР прямого и обратного типов графически представлены на фиг. 6 и 7. Alternately developed solutions with different mass contents of the formation water model were mixed with oil (viscosity - 22 mPa s, density - 866 kg / m 3 ) in a flask in the ratio of 50 ml of solution to 20 ml of oil, and shaken for 20 seconds. The resulting mass for 1 h was kept in a water bath at a temperature of 40 ° C. After exposure a phase separation of the system into the upper hydrocarbon and lower aqueous phases was observed. After that, the viscosity of the obtained samples was measured on a rotational viscometer at a spindle speed of 30 rpm. The results of experiments on the interaction of oil with ER of direct and reverse types are graphically presented in FIG. 6 and 7.
По результатам анализа определена высокая чувствительность раствора ЭР + наночастицы диоксида кремния Si02 к углеводородам. Смешение с нефтью приводит к значительному снижению вязкости: с максимального значения - 6430 до 90 мПа-с и минимального значения - 2730 до 40 мПа-с. According to the analysis determined the high sensitivity of ER + solution nanoparticles silica Si0 2 to hydrocarbons. Mixing with oil leads to a significant decrease in viscosity: from a maximum value of 6430 to 90 MPa-s and a minimum value of 2730 to 40 MPa-s.
На последнем этапе экспериментов каждый из образцов, смешанных с нефтью, был профильтрован сквозь сито (размер ячейки 500 мкм). На сите не наблюдалось высоковязких осадков и отдельных сгустков. Можно сделать предположение, что такое изменение вязкости обусловлено переходом цилиндрических мицелл в сферические мицеллы в результате солюбилизации углеводородов. At the last stage of the experiments, each of the samples mixed with oil was filtered through a sieve (mesh size 500 μm). High viscous precipitation and individual clots were not observed on the sieve. It can be assumed that such a change in viscosity is due to the transition of cylindrical micelles to spherical micelles as a result of the solubilization of hydrocarbons.
Таким образом, результаты проведенных экспериментов подтверждают способность ЭР+наночастицы диоксида кремния Si02 значительно снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой, что имеет большое значение при применении раствора в технологиях интенсификации добычи нефти или увеличения нефтеотдачи пластов. Способность раствора избирательно блокировать водоносные интервалы пласта является главной его особенностью и преимуществом. При этом для ЭР прямого типа наиболее эффективным является ЭР следующего состава, % масс. эмульгатор (например, марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ) 3-5, Thus, the results of the experiments confirm the ability of ER + silicon dioxide nanoparticles Si0 2 to significantly reduce viscosity when interacting with the hydrocarbon phase, which is of great importance when using the solution in technologies for enhancing oil production or increasing oil recovery. The ability of a solution to selectively block aquifers in a formation is its main feature and advantage. Moreover, for an ER of the direct type, the ER of the following composition,% wt. emulsifier (for example, brand Sinol-EM or Sinol EMR) 3-5,
углеводородная фаза (например, дизельное топливо) 20-25,  hydrocarbon phase (e.g. diesel fuel) 20-25,
раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния 0,5-3,  a solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles of 0.5-3,
водная фаза (например, раствор СаС12 или NaCI) остальное, the aqueous phase (for example, a solution of CaCl 2 or NaCI) the rest,
где раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, % масс: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 40, монометиловый эфир пропиленгликоля 59,5, вода остальное. Для ЭР обратного типа наиболее эффективным является ЭР следующего состава, % масс: эмульгатор (например, марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ) 3-5, where the solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles contains,% of the mass: colloidal silicon dioxide in acrylic acid 40, propylene glycol monomethyl ether 59.5, the rest is water. For reverse type ER, the most effective is the ER of the following composition,% mass: emulsifier (for example, brand Sinol-EM or Sinol EMR) 3-5,
углеводородная фаза (например, дизельное топливо) 40-45,  hydrocarbon phase (e.g. diesel fuel) 40-45,
раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния 1-3,  solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles 1-3,
водная фаза (например, раствор CaCI2 или NaCI) остальное, aqueous phase (for example, CaCI 2 or NaCI solution) the rest,
где раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, % масс: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 40, монометиловый эфир пропиленгликоля 59,5, вода остальное. where the solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles contains,% of the mass: colloidal silicon dioxide in acrylic acid 40, propylene glycol monomethyl ether 59.5, the rest is water.
Предпочтительный размер наночастиц двуокиси кремния - 45 нм. При осуществлении способа в качестве углеводородной фазы рекомендуется использовать дизельное топливо, также допускается использование подготовленной нефти с нефтесборного пункта. The preferred size of the silicon dioxide nanoparticles is 45 nm. When implementing the method, it is recommended to use diesel fuel as the hydrocarbon phase; it is also allowed to use prepared oil from the oil gathering station.
Ниже приведен пример осуществления способа.  The following is an example implementation of the method.
Провели анализ исходной геолого-физической информации обрабатываемого интервала продуктивного пласта. В результате анализа определили основные геолого- физические параметры, в том числе характер смачиваемости горных пород интервала продуктивного пласта.  We analyzed the initial geological and physical information of the processed interval of the reservoir. As a result of the analysis, the main geological and physical parameters were determined, including the nature of the wettability of rocks in the interval of the reservoir.
Наиболее распространенная методика определения смачиваемости горных пород состоит в оптическом измерении краевого угла смачивания по замеру угла мениска, образованного на поверхности горной породы в системе вода - углеводородная жидкость с применением современной специализированной оптической цифровой техники. В случае если порода смачивается водой, то краевой угол смачивания Θ практически равен нулю, что является показателем гидрофильности горной породы. В случае если порода смачивается нефтью, то краевой угол смачивания Θ приближается к 180° , что является показателем гидрофобности горной породы. На поверхности с промежуточной смачиваемостью краевой угол зависит от баланса сил поверхностного натяжения [5]. The most common method for determining the wettability of rocks consists in optical measurement of the wetting angle by measuring the angle of the meniscus formed on the surface of the rock in a water-hydrocarbon liquid system using modern specialized optical digital technology. If the rock is wetted by water, then the contact angle Θ is practically equal to zero, which is an indicator of the hydrophilicity of the rock. If the rock is wetted by oil, then the contact angle Θ approaches 180 °, which is an indicator of the hydrophobicity of the rock. On a surface with intermediate wettability, the contact angle depends on the balance of surface tension forces [5].
В данном примере осуществления способа выявили, что краевой угол смачивания Θ практически равен нулю, что является показателем гидрофильности горной породы (т.е. порода смачивается водой), на основании чего определили тип ЭР - необходим ЭР прямого типа. Перед осуществлением обработки ПЗП подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и призабойной зоны скважины. Для этого выполнили следующие технологические операции: In this example implementation of the method, it was found that the contact angle Θ is practically equal to zero, which is an indicator of the hydrophilicity of the rock (i.e. the rock is wetted by water), on the basis of which the type of ER was determined - a direct type ER is needed. Before processing the PPP, the well was prepared for processing in order to ensure the cleanliness of the bottom and bottom-hole zone of the well. For this, the following technological operations were performed:
- спуск колонны насосно-компрессорных труб (далее - НКТ) с воронкой или пером до искусственного забоя; - descent of the tubing string (hereinafter - tubing) with a funnel or pen to the artificial slaughter;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет ПАВ. Установили башмак колонны НКТ в интервал на 1-2 м ниже перфорированной части пласта. - flushing the well with a mineralized solution with a gradual tolerance of the tubing to the perforation interval, and lower to the bottom with a flushing fluid with increased sand-holding properties, while not reducing the permeability of the PPP due to surfactant. The tubing string shoe was installed in the interval 1-2 m below the perforated part of the formation.
После того, как все подготовительные работы провели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по обработке ПЗП: 1 ) Произвели закачку в колонну НКТ расчётного объёма ЭР и посадку пакера строго в следующей последовательности: After all the preparatory work was carried out in accordance with the plan for the overhaul of the well, we began carrying out technological operations for the treatment of the bottomhole formation zone: 1) We pumped into the tubing string the estimated volume of ER and packer landing strictly in the following sequence:
- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭР). ЭР прямого типа содержит, % масс: эмульгатор - 3-5, углеводородную фазу - 20-25, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 0,5-3, водную фазу - остальное, где раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, % масс: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59,5, вода - остальное. В качестве эмульгатора использовали эмульгатор марки Синол-ЭМ, в качестве углеводородной фазы - дизельное топливо, в качестве водной фазы - раствор хлорида кальция. ЭР ограничивает водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта, и при этом обладает высокой стабильностью. Увеличение вязкости и стабильности происходит за счет включения наночастиц двуокиси кремния в сетку цилиндрических мицелл ПАВ в результате присоединения энергетически невыгодных торцевых частей мицелл к слою ПАВ на поверхности наночастиц (подробнее [2], [3], [4]). - Произвели посадку пакера (5 - 10 м выше верхних перфорационных отверстий). - We pumped ER to a level of 10-15 m above the upper perforation holes of the treated interval (on average half of the calculated volume of ER). A direct-type ER contains,% by mass: an emulsifier 3-5, a hydrocarbon phase 20-25, a solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles 0.5-3, the aqueous phase the rest, where a solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles contains,% wt: colloidal silicon dioxide in acrylic acid - 40, propylene glycol monomethyl ether - 59.5, water - the rest. Sinol-EM emulsifier was used as an emulsifier, diesel fuel was used as a hydrocarbon phase, and calcium chloride solution was used as an aqueous phase. ER limits water inflows by artificially reducing the permeability of highly permeable washed zones of the formation, and at the same time has high stability. The increase in viscosity and stability occurs due to the inclusion of silicon dioxide nanoparticles in the network of cylindrical surfactant micelles as a result of the attachment of energetically unfavorable end parts of micelles to the surfactant layer on the surface of nanoparticles (in more detail [2], [3], [4]). - The packer was landed (5 - 10 m above the upper perforations).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал. 2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку расчётного объёма (0,2 т), являющуюся буферной, для предотвращения прямого контакта ЭР и кислотной композиции (вводимой следующей) в стволе скважины. - Continued to pump the remaining volume of ER with the aim of its further sale in the processed interval. 2) An oil rim of the estimated volume (0.2 t), which is a buffer, was pumped into the tubing string to prevent direct contact of the ER and the acid composition (introduced next) in the wellbore.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) расчётным объёмом кислотной композиции. Использовали кислотную композицию следующего состава: 15-ти процентная соляная кислота, диэтиленгликоль, уксусная кислота, гидрофобизатор на основе амидов, ингибитор коррозии, техническая вода. 3) They sold the fluids (ER with oil rim) in the tubing string with the estimated volume of the acid composition. An acid composition of the following composition was used: 15% hydrochloric acid, diethylene glycol, acetic acid, amide-based water repellent, corrosion inhibitor, process water.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭР в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну. When selling the acid composition was pumped to the level of the tubing shoe. The pressure when pushing the last portion of ER into the formation was set at a level not higher than the safe pressure on the casing.
4) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР + нефтяная оторочка + кислотная композиция) минерализованным раствором с ПАВ (2-3% масс.) до башмака НКТ. В качестве ПАВ может применяться гидрофобизаторы ЧАС-М или ИВВ-1. 4) They sold the liquids (ER + oil rim + acid composition) in the tubing string with a mineralized solution with a surfactant (2-3% wt.) To the tubing shoe. As surfactants, water-repellents ChAS-M or IVV-1 can be used.
Кислотная композиция продавливается в неработающие, слабопроницаемые участки карбонатного пласта. Высокопроницаемые участки перекрыты ЭР. Продавку кислотной композиции в пласт выполнили минерализованным раствором с ПАВ. The acid composition is pressed into non-working, poorly permeable sections of the carbonate formation. Highly permeable areas are covered by ER. Selling of the acid composition into the formation was performed with a mineralized solution with a surfactant.
5) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину для реакции кислоты с горной породой. Время выдержки зависит от концентрации соляной кислоты в композиции. Более точное время определяется лабораторными методами по растворению керна породы кислотной композицией. 5) They closed the valve on the tubing and left a well for the reaction of acid with rock. The exposure time depends on the concentration of hydrochloric acid in the composition. A more accurate time is determined by laboratory methods for dissolving the core of the rock with an acid composition.
Осуществили заключительные мероприятия: Implemented the final events:
1) Произвели свабирование скважины в количестве двух объемов ствола скважины с целью удаления продуктов реакции из пласта.  1) The wells were swabbed in the amount of two volumes of the wellbore in order to remove reaction products from the formation.
2) Подняли колонну НКТ, спустили насосное оборудование и осуществили запуск скважины в работу.  2) Raised the tubing string, lowered the pumping equipment and launched the well into operation.
3) Для установления технологического эффекта выполнили комплекс гидродинамических и геофизических исследований, направленных на определение коэффициента продуктивности и профиля притока жидкости к скважине.  3) To establish the technological effect, a complex of hydrodynamic and geophysical studies was carried out, aimed at determining the productivity coefficient and the profile of fluid inflow to the well.
В случае гидрофобности горных пород продуктивного пласта, способ был бы осуществлен аналогично, но с применением ЭР обратного типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 40-45, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 1-3, водная фаза - остальное. Таким образом, изобретение обеспечивает повышение стабильности ЭР, применяемого для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом за счет избирательного блокирования водоносных интервалов пласта. Источники информации: In the case of the hydrophobicity of the rocks of the reservoir, the method would be carried out similarly, but with the use of reverse type ER of the following composition,% of the masses: hydrocarbon phase - 40-45, emulsifier - 3-5, solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles - 1-3, water phase - the rest. Thus, the invention provides increased stability of the ER used for the integrated technology of intensification of oil production, additional oil production, increased efficiency in wells with high production rate due to the selective blocking of aquifers in the reservoir. Information sources:
1. Shibaev, А. V. How a viscoelastic solution of wormlike micelles transforms into a microemulsion upon absorption of hydrocarbon: New insight [Text] / A. V. Shibaev, M. V. Tamm, V. S. Molchanov, A. V. Rogachev, A. I. Kuklin, E. E. Dormidontova, O. E. Philippova // Langmuir. - 2014. - V.30. - No13. - P. 3705-3714. 2. Pletneva, V.A. Viscoelasticity of Smart Fluids Based on Wormlike Surfactant Micelles and1. Shibaev, A. V. How a viscoelastic solution of wormlike micelles transforms into a microemulsion upon absorption of hydrocarbon: New insight [Text] / AV Shibaev, MV Tamm, VS Molchanov, AV Rogachev, AI Kuklin, EE Dormidontova, OE Philippova // Langmuir. - 2014 .-- V.30. - No13. - P. 3705-3714. 2. Pletneva, V.A. Viscoelasticity of Smart Fluids Based on Wormlike Surfactant Micelles and
Oppositely Charged Magnetic Particles / V.A. Pletneva, V.S. Molchanov, O.E. Philippova [Text] // Langmuir. - 2015. - V.31 (1). - P. 110- 1 19. Oppositely Charged Magnetic Particles / V.A. Pletneva, V.S. Molchanov, O.E. Philippova [Text] // Langmuir. - 2015 .-- V.31 (1). - P. 110-119.
3. Nettesheim, F. Influence of Nanoparticle Addition on the Properties of Wormlike Micellar Solutions [Text] / F. Nettesheim, M.W. Liberatore, Т.К. Hodgdon, N.J. Wagner, E.W. Kaler, M. Vethamuthu // Langmuir. - 2008. - V.24. - P. 7718-7726. 3. Nettesheim, F. Influence of Nanoparticle Addition on the Properties of Wormlike Micellar Solutions [Text] / F. Nettesheim, M.W. Liberatore, T.K. Hodgdon, N.J. Wagner, E.W. Kaler, M. Vethamuthu // Langmuir. - 2008. - V.24. - P. 7718-7726.
4. Диссертация на соискание к.х.н. Исмагилов Ильнур Фанзатович. «Супрамолекулярная система на основе цилиндрических мицелл анионного ПАВ и наночастиц оксида кремния». ФГБОУ ВО «Казанский национальный исследовательский технологический университет», Казань, 2016 г. 4. The dissertation for the Ph.D. Ismagilov Ilnur Fanzatovich. "Supramolecular system based on cylindrical micelles of anionic surfactants and silicon oxide nanoparticles." FSBEI HE Kazan National Research Technological University, Kazan, 2016
5. Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже. Лето 2007 г 5. Oil and gas review. Schlumberger. Summer 2007

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ CLAIM
1. Способ обработки призабойной зоны пласта, характеризующийся тем, что призабойную зону пласта обрабатывают последовательно эмульсионным раствором, ограничивающим водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон продуктивного пласта, оторочкой нефти, являющейся буферной и обеспечивающей недопущение взаимодействия эмульсионного раствора с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в призабойную зону пласта, и кислотной композицией, отличающийся тем, что предварительно определяют смачиваемость горных пород призабойной зоны продуктивного пласта, и в случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала, применяют эмульсионный раствор прямого типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 20-25, 1. The method of processing the bottom-hole zone of the formation, characterized in that the bottom-hole zone of the formation is treated sequentially with an emulsion solution that limits water inflows by artificially reducing the permeability of the highly permeable washed zones of the productive layer, the rim of the oil, which is a buffer and prevents the interaction of the emulsion solution with the acid composition when injected into the well and selling to the bottomhole formation zone, and an acid composition, characterized in that it is pre-determined wettability rocks bottomhole formation zone, and in the case of hydrophilic rocks productive interval, apply direct type emulsion solution of the following composition, mass%: hydrocarbon phase - 20-25,
эмульгатор - 3-5, emulsifier - 3-5,
раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 0,5-3, a solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles - 0.5-3,
водная фаза - остальное, water phase - the rest,
а в случае гидрофобности горных пород продуктивного интервала, применяют эмульсионный раствор обратного типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 40-45, and in the case of hydrophobic rocks of the productive interval, an inverse emulsion solution of the following composition is used,% of the mass: hydrocarbon phase - 40-45,
эмульгатор - 3-5, emulsifier - 3-5,
раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 1-3, solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles - 1-3,
водная фаза - остальное. the aqueous phase is the rest.
2. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, % масс: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40,  2. The method according to p. 1, characterized in that the solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles contains,% mass: colloidal silicon dioxide in acrylic acid - 40,
монометиловый эфир пропиленгликоля - 59,5, propylene glycol monomethyl ether - 59.5,
вода - остальное. water is the rest.
3. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве эмульгатора используют эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ.  3. The method according to p. 1, characterized in that as an emulsifier use an emulsifier brand Sinol-EM or Sinol EMR.
4. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве углеводородной фазы используют дизельное топливо или подготовленную нефть с нефтесборного пункта. 4. The method according to p. 1, characterized in that as the hydrocarbon phase using diesel fuel or prepared oil from the oil collection point.
5. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве водной фазы используют раствор хлорида кальция или хлорида натрия. 5. The method according to p. 1, characterized in that as the aqueous phase using a solution of calcium chloride or sodium chloride.
PCT/RU2017/000086 2016-09-02 2017-02-21 Method for treating the near-wellbore region of a formation WO2018044200A1 (en)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US16/329,856 US11162023B2 (en) 2016-09-02 2017-02-21 Method for treatment of bottomhole formation zone
CN201780054047.8A CN109996930B (en) 2016-09-02 2017-02-21 Method of treating a downhole formation zone
EA201890853A EA034198B1 (en) 2016-09-02 2017-02-21 Method for treatment of bottomhole formation zone
EP17847082.9A EP3508684B1 (en) 2016-09-02 2017-02-21 Method for treating the near-wellbore region of a formation

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016135679 2016-09-02
RU2016135679A RU2631460C1 (en) 2016-09-02 2016-09-02 Treatment method of bottom-hole formation zone

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018044200A1 true WO2018044200A1 (en) 2018-03-08

Family

ID=59931098

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2017/000086 WO2018044200A1 (en) 2016-09-02 2017-02-21 Method for treating the near-wellbore region of a formation

Country Status (6)

Country Link
US (1) US11162023B2 (en)
EP (1) EP3508684B1 (en)
CN (1) CN109996930B (en)
EA (1) EA034198B1 (en)
RU (1) RU2631460C1 (en)
WO (1) WO2018044200A1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112513420A (en) * 2018-06-18 2021-03-16 Vi-能源有限责任公司 Method for selectively treating a downhole region of a subterranean formation
US20230033325A1 (en) * 2020-01-21 2023-02-02 Limited Liability Company "Gr Petroleum" Method for preventing stratal water from breaking through into bottom holes of wells

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2662721C1 (en) * 2017-10-05 2018-07-27 Виталий Вячеславович Сергеев Method of damping oil and gas wells in complicated conditions (options)
RU2662720C1 (en) * 2017-10-05 2018-07-27 Виталий Вячеславович Сергеев Method of damping oil and gas wells with highly permeable fractures of the hydraulic fracturing (variants)
RU2670308C1 (en) * 2017-11-13 2018-10-22 Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" Method of elimination of drilling solution absorption in construction of oil and gas wells
RU2670307C1 (en) * 2017-11-13 2018-10-22 Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" Method for preventing manifestations in the construction of oil and gas wells
RU2702175C1 (en) * 2018-06-18 2019-10-04 Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" Method of treatment of bottomhole formation zone with high-permeability fractures of hydraulic fracturing of formation
CN114562239B (en) * 2022-03-07 2023-04-14 吉林大学 Method and device for improving hydrate reservoir exploitation efficiency by adopting nanofluid

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6068054A (en) * 1997-05-23 2000-05-30 Exxon Production Research Company Oil recovery method using an emulsion
US20090211758A1 (en) * 2005-12-22 2009-08-27 Bragg James R Method of Oil Recovery Using a Foamy Oil-External Emulsion

Family Cites Families (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE60325966D1 (en) * 2002-05-24 2009-03-12 3M Innovative Properties Co USE OF SURFACE-MODIFIED NANOPARTICLES FOR OIL EFFECT
RU2242494C2 (en) * 2002-11-06 2004-12-20 Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" Reagent for taking away water-condensate mixture from well
CN1472418A (en) * 2003-06-26 2004-02-04 辽宁天意实业股份有限公司 High-temperature high-pressure artifical sandproof well wall and construction technology thereof
US7458424B2 (en) * 2006-05-16 2008-12-02 Schlumberger Technology Corporation Tight formation water shut off method with silica gel
EP2140103A4 (en) * 2007-03-23 2011-08-03 Univ Texas Compositions and methods for treating a water blocked well
US7975764B2 (en) * 2007-09-26 2011-07-12 Schlumberger Technology Corporation Emulsion system for sand consolidation
RU2394155C1 (en) * 2009-03-30 2010-07-10 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Procedure for development of non-uniform oil reservoir
DE102009030411A1 (en) * 2009-06-25 2010-12-30 Clariant International Limited Water-in-oil emulsion and process for its preparation
EP2278120A1 (en) * 2009-07-22 2011-01-26 Bergen Teknologioverføring AS Method for integrated enhanced oil recovery from heterogeneous reservoirs
US20110021386A1 (en) * 2009-07-27 2011-01-27 Ali Syed A Microemulsion to improve shale gas production by controlling water imbibition
US8822386B2 (en) * 2010-06-28 2014-09-02 Baker Hughes Incorporated Nanofluids and methods of use for drilling and completion fluids
KR101020485B1 (en) * 2010-09-20 2011-03-09 김택수 Water repellent coating composition of permeability and method for constructing groove on road surface
CN102268975B (en) * 2011-06-30 2014-01-15 中国石油天然气股份有限公司 Water plugging construction process of emulsified heavy oil
RU2494245C1 (en) * 2012-04-18 2013-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" Treatment method of bottom-hole formation zone
AU2015261738B2 (en) * 2012-04-27 2016-09-15 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles
US20140116695A1 (en) * 2012-10-30 2014-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Emulsified acid with hydrophobic nanoparticles for well stimulation
CN103256032A (en) * 2013-05-31 2013-08-21 中国地质大学（北京） Method for enhancing water injecting capacity of hypotonic oil field by utilizing nano-powder material
CN104448126B (en) * 2013-09-24 2017-01-11 中国石油化工股份有限公司 Harsh oil deposit reversed-phase microemulsion profile-control flooding system and preparation method thereof
CN104610945B (en) * 2013-11-05 2018-01-26 中国石油化工集团公司 A kind of environment-friendly type blocks by force oil base drilling fluid
CN103992781B (en) * 2014-04-22 2016-11-23 中国石油技术开发公司 A kind of heavy oil thermal recovery fleeing proof agent and method for implanting thereof
CN105295878A (en) * 2014-07-21 2016-02-03 中国石油化工股份有限公司 Nano-silica emulsifying water plugging agent and application thereof
AU2015227391B2 (en) * 2014-09-17 2018-11-01 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
RU2583104C1 (en) * 2014-12-17 2016-05-10 Виталий Вячеславович Сергеев Method for processing bottomhole formation zone

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6068054A (en) * 1997-05-23 2000-05-30 Exxon Production Research Company Oil recovery method using an emulsion
US20090211758A1 (en) * 2005-12-22 2009-08-27 Bragg James R Method of Oil Recovery Using a Foamy Oil-External Emulsion

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112513420A (en) * 2018-06-18 2021-03-16 Vi-能源有限责任公司 Method for selectively treating a downhole region of a subterranean formation
EP3816395A4 (en) * 2018-06-18 2022-03-23 Limited Liability Company "Vi-Energy" Method of selectively treating a bottom hole region of a formation
US20230033325A1 (en) * 2020-01-21 2023-02-02 Limited Liability Company "Gr Petroleum" Method for preventing stratal water from breaking through into bottom holes of wells

Also Published As

Publication number Publication date
EA034198B1 (en) 2020-01-16
CN109996930B (en) 2021-12-21
EP3508684A1 (en) 2019-07-10
EA201890853A1 (en) 2018-09-28
EP3508684B1 (en) 2023-08-30
US11162023B2 (en) 2021-11-02
EP3508684A4 (en) 2020-04-08
RU2631460C1 (en) 2017-09-22
US20190241797A1 (en) 2019-08-08
CN109996930A (en) 2019-07-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2018044200A1 (en) Method for treating the near-wellbore region of a formation
US9909403B2 (en) Adjusting surfactant concentrations during hyraulic fracturing
RU2528186C2 (en) Improvement of oil recovery method using polymer without additional equipment or product
US20160264849A1 (en) Hydrofluoric Based Invert Emulsions for Shale Stimulation
AU2014281205A1 (en) Simultaneous method for combined acidizing and proppant fracturing
CN103328765A (en) Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well
US11248161B2 (en) Method of increasing the oil recovery from an oil-bearing formation
Korolev et al. Regulation of filtration characteristics of highly watered terrigenous formations using complex chemical compositions based on surfactants
Islamov et al. Substantiation of a well killing technology for fractured carbonate reservoirs
RU2700851C1 (en) Method of selective treatment of bottom-hole formation zone
Wang et al. Study on the mechanism of nanoemulsion removal of water locking damage and compatibility of working fluids in tight sandstone reservoirs
Taiwo et al. SURFACTANT AND SURFACTANT-POLYMER FLOODING FOR LIGHT OIL: A GUM ARABIC APPROACH.
Qing et al. Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir
CN110791279A (en) High-viscosity strong-corrosion acid liquor system for low-permeability sandstone oil reservoir
RU2702175C1 (en) Method of treatment of bottomhole formation zone with high-permeability fractures of hydraulic fracturing of formation
CN110511735B (en) High-viscosity strong-corrosion acid liquor system for tight oil reservoir
RU2679029C1 (en) Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options)
RU2770192C1 (en) Acid composition for treatment of the bottomhole zone of a high-temperature carbonate reservoir
RU2736671C1 (en) Blocking hydrophobic-emulsion solution with marble chips
Foshee et al. Improvement of well stimulation fluids by including a Gas Phase
Bybee Leakoff control and fracturing-fluid cleanup in appalachian gas reservoirs
RU2109939C1 (en) Compound for limitation of brine water inflow
RU2144132C1 (en) Process to keep collector properties of face zone of pool of oil producing well
RU2321725C2 (en) Bottomhole reservoir zone blocking and gas well killing method
RU2220279C2 (en) Inverted acidic microemulsion to treat oil and gas formation

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 201890853

Country of ref document: EA

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17847082

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2017847082

Country of ref document: EP

Effective date: 20190402